- •1. Проектные документы, регламентирующие разработку нефтяных месторождений. Очередность принятия.
- •2. Цели, задачи геолого-промыслового контроля в период подготовки к разработке нефтяного месторождения. Состояние геологической модели залежи по окончанию данного периода.
- •3. Цели, задачи и методы геолого-промыслового контроля на I и II стадиях рнм
- •4. Цели, задачи и методы геолого-промыслового контроля на III и IV стадиях разработки нефтяного месторождения.
- •5. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. Основные цели и принципы регулирования разработки.
- •6.Потокодебитоетрия.Назначение метода. Способ проведения исследований. Интерпритация результатов. Методы термометрии скважин. Назначение ,проведение, интерпритация.
- •7. Фотоколориметрия. Закачка меченых веществ. Назначении проведение, интерпритация.
- •9. Гтм проводимые в рамках принягой сист разр
- •10. Гтм проводимые при совершенствовании системы разработки
- •11. Гтм, проводимые при коренном изменении системы разработки
- •12.Категории ресурсов d1 и d2.Выделение ресурсов этих категорий на нефтегазоносных объектах.
- •13.Категории ресурсов
- •14)Категории ресурсов c2 и c1. Выделение этих категорий на нефтегазоносных объектах.
- •15)Категрии a и b. Выделение этих категорий на нефтегазоносных объектах.
- •16)Сущность объёмного метода.Формула для подсчёта запасов.Суть коэффициентов.Единицы измерения.Понятие о подсчётном плане.
- •17)Подсчёт запасов нефти и свободного газа на поисково-оценочном этапе для пластово-сводовой залежи (исходные данные, методы определения подсчётных парамеров,формула).
- •18)Подсчёт запасов нефти и свободного газа на разведочном этапе (исходные данные, методы определения подсчётных парамеров,формула).
- •19)Подсчёт запасов нефти и свободного газа на разрабатываемых площадях (исходные данные, методы определения подсчётных парамеров,формула).
- •20)Подсчёт запасов газа растворённого в нефти.Подсчёт запасов пропана,бутана и других полезных компонентов.
- •22)Особенности подсчёта запасов нефти и свободного газа в сложнопостроенных коллекторах на разведочном этапе.
- •1. В залежах пластово-сводового типа
- •2. В литологических и стратиграфических залежах
- •4. Коллектор смешанного типа
- •25)Понятие о ресурсах и запасах (определение,факт различия этих понятий).Классификация запасов и ресурсов (схема соподчинения).
22)Особенности подсчёта запасов нефти и свободного газа в сложнопостроенных коллекторах на разведочном этапе.
К коллекторам сложного типа приурочены наиболее высокопродуктивные залежи. Сложнопостроенный коллектор - это коллектор карбонатного или терригенного типа, ёмкость которого обусловлена системой трещин или пустотами трещинно-порового типа.
У карбонатных коллекторов (известняки, доломиты) трещинная или трещинно-поровая пористость развивается вследствие процессов выщелачивания, перекристаллизации и доломитизации (трещинно-кавернозная пористость, трещинно-карстовая), при этом высокая ёмкость обеспечивается за счет пустот выщелачивания, тогда как матрица этих г.п. относительно непроницаемая.
У терригенных г.п. (пески, алевролиты и др.) роль трещин, как емкостей незначительна, хорошие фильтрационные свойства они имеют за счет высоко проницаемой матрицы.
Особенностью ПЗ в коллекторах данного типа - является правильное определение Kо.п. и Kн.
Трещинный коллектор
Пустоты, обусловливающие трещинную ёмкость коллекторов подразделяются на: микротрещины (раскрытость 0,01-0,1мм) и макротрещины (>0,1мм) – хорошо прослеживаются визуально. Ёмкость коллекторов трещинного типа оценивается коэффициентом
трещинноватости. К тр равен отношению V-ма сообщающихся м/д собой трещин к V-му образца г.п. Величина К тр изменяется в пределах 0,1÷1-2%.
Коэффициент трещиноватости может быть вычислен по керну или по ГИС.
1. По керну:
Определение трещиноватости производится по шлифам. Образцы для изготовления шлифов отбираются в продуктивной части разреза через 1 метр.
К тр= b*l / S, где b-раскрытость трещин(мм)
l-суммарная длина трещин (мм)
S-площадь шлифа(мм2)
В целом для залежи определение величины К тр, производится как средневзвешенное по площади.
Σ bili
К тр =——,
Σ Sj
где n-число шлифов, где установлены трещины
k-число всех исследованных шлифов.
2. При определении К тр по ГИС, значения определяются как средневзвешенные по толщине, т.е. в каждом продуктивном интервале.
Определение Кн в коллекторах трещинного типа, труднореализуемая задача, поэтому в формулу подставляют значение близкое к 1 (0,9-0,95).
Подсчет запасов в коллекторах трещинного типа ведется с обязательным построением карт изопохит, при этом трепщиноватость и нефтегазонасыщенность учитываются в единой величине – коэффициенте эффективной пустотности:
Кэф. пуст.=К тр* Кн
Ведется дифференциация на:
1. Зоны с категориями запасов С1 и С2
2. Нефтяную и водонефтяную зоны
3. На пласты
Qн.о.=Σ Σ Σ F* hэф.н (F) *Кэф. пуст θ * ρн
Qг.о= Σ Σ Σ F* hэф.г(F) * Кэф.пуст. Kt * Kp
ТРЕЩИННО-КАВЕРНОЗНЫй КОЛЛЕКТОР
Особенность ПЗ в коллекторах данного типа состоит в определении Кэф. пустотности. Величина коэф-та эффективной пустотности определяется:
Кэф.пуст.=Кобщ.пор–Км.пор / 1-Км.пор ,
где Кобщ.пор – коэффициент общей пористости(Vвсех пор в г.п./Vобр)
Км.пор. – коэффициент неэффективной межзерновой пористости.
Коэффициенты определяются по керну или по ГИС, в каждой скважине, как средневзвешенное по эффективной нефтегазонасыщенной толщине.
Формулы для ПЗ аналогичны для коллекторов трещинного типа.
3. ТРЕЩИННО-ПОРОВЫЙ КОЛЛЕКТОР
В трещинно-поровом коллекторе основной ёмкостью для содержания флюидов служат межзерновые поры и частично трещины. ПЗ в коллекторах этого типа наиболее сложен в связи с трудностью чёткого определения емкостной роли пор и трещин. Для этого на месторождениях проводят широкий комплекс нефтегазопромысловых исследований.
Отметим лишь одну из особенностей: нефтенасыщенность в коллекторах трещинно-порового типа в значительной мере зависит от величины Ко.п, поэтому необходима дифференциация запасов в поровой части пустотного пространства по узким значениям этого коэффициента. Использование для ПЗ средних значений приводит к существенному завышению запасов.
Расчет V-ов нефтегазонасыщенных коллекторов ведётся по узким интервалам значений Kо.п. в каждом продуктивном интервале разреза. Среднее значение в скважине определяется как средневзвешенное по толщине. ПЗ ведётся без построения карт изопахит.
ФОРМУЛЫ ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ
НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА
В КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА